Gastbeitrag: Direktvermarktung von erneuerbarem Strom in Österreich – Chancen und Herausforderung

Die Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien, insbesondere Photovoltaik (PV), Windkraft, Wasserkraft und Biogas/Biomasse, gewinnt in Österreich zunehmend an Bedeutung und ist ein zentrales Element der neuen Rahmenbedingungen für erneuerbare Stromerzeugung. Mit dem EAG und der dazugehörigen EAG-Marktprämienverordnung wurde ein neuer gesetzlicher Rahmen verabschiedet, der die Direktvermarktung von Grünstrom direkt an der Strombörse voraussetzt. Die Antragstellung für die zentrale Vermarktung durch die Abwicklungsstelle OeMAG mit fixen Einspeisetarifen ist nicht mehr möglich und Erzeugungsanlagen, bei denen der Einspeisetarif nach 13 Jahren ausläuft, müssen ebenfalls frei vermarktet werden. Für die Direktvermarktung am Strommarkt stehen verschiedene Optionen zur Verfügung, die sich in zwei Kategorien unterteilen lassen:

• Terminmarkt: langfristig kann Strom über Termingeschäfte vermarktet und gegen Preisschwankungen abgesichert werden.
• Spotmarkt: kurzfristig kann Strom am Day-Ahead-Markt und am Intraday-Markt bewirtschaftet und optimiert werden.

So ergeben sich für die Direktvermarktung einige Vorteile. Durch die Direktvermarktung können Anlagenbetreiber*innen zusätzliche Erlöse erzielen, da sie direkt von den Marktpreisschwankungen profitieren und durch flexible Anlagensteuerung ihre Vermarktungsstrategie an Marktveränderungen anpassen und zusätzliche Erlöse durch aktive Bewirtschaftung generieren.

Die Marktprämienverordnung garantiert eine Mindestvergütung für den erzeugten Strom aus erneuerbaren Energien über einen Zeitraum von 20 Jahren. Die Höhe der Förderung wird durch eine Ausschreibung ermittelt. Anlagenbetreiber*innen erhalten zusätzlich zu den an der Strombörse erzielten Erlösen eine Marktprämie, welche sich aus der Differenz zwischen dem anzulegenden Wert einer Erzeugungsanlage und dem durchschnittlichen, technologiespezifischen Referenzmarktwert (bzw. Referenzmarktpreis bei Biogas und Biomasse) berechnet. Der technologiespezifische Referenzmarktwert wird monatlich von der E-Control veröffentlicht. Die Höhe der Marktprämie ist damit unabhängig von den individuell erzielten Erlösen der Anlagenbetreiber*innen bei der Direktvermarktung. Sie haben daher ein großes Interesse daran, in der freien Vermarktung mindestens den Referenzmarktwert zu erzielen und bestenfalls zusätzliche Erlöse zu generieren. Zudem bietet die Marktprämie Anlagenbetreiber*innen langfristige Planungssicherheit und steigert die Attraktivität von Investitionen in erneuerbare Energien.

Unabhängig davon, ob eine Erzeugungsanlage innerhalb oder außerhalb der EAG-Förderung bewirtschaftet wird, bietet die Direktvermarktung attraktive Chancen, bringt jedoch auch Herausforderungen und Risiken für Anlagenbetreiber*innen mit sich.

Prognoserisiko: Ungenaue Vorhersagen der Stromproduktion von wetterabhängigen Technologien können Kosten verursachen. Für wetterabhängige erneuerbare Energien sind hierfür möglichst genaue Erzeugungsprognosen und Live-Erzeugungsdaten notwendig. Abweichungen von den Prognosen müssen an den entsprechenden Märkten mit teilweise hohem finanziellem Risiko ausgeglichen werden („Ausgleichsenergierisiko“). Durch die Einbindung von einzelnen Erzeugungsanlagen in ein diversifiziertes erneuerbares Portfolio, können Direktvermarkter Prognoseabweichungen und energiewirtschaftliche Risiken effektiv und zentral managen.

Marktpreisrisiko: Die Strompreise an der Börse können stark schwanken, was zu variablen Einnahmen führt. Dem wirkt die Marktprämienverordnung oder eine adäquate Absicherungsstrategie am Terminmarkt entgegen.

Negative Preise: Negative Preise am Spotmarkt treten auf, wenn das Angebot an Strom die Nachfrage übersteigt, insbesondere während Zeiten hoher Erzeugung aus erneuerbaren Energien und niedriger Nachfrage. 2024 gab es in Summe um die 300 Stunden oder umgerechnet 12 Tage, in denen der Spotmarktpreis negativ war. Wenn die Strompreise auf dem Spotmarkt negativ sind, müssen Stromproduzent*innen zahlen, um ihren Strom ins Netz einzuspeisen. Dies kann hohe Kosten verursachen.

Aussetzung der Marktprämie für EAG-Anlagen: Laut §15 des EAG wird die Vergütung für erneuerbare Energien ausgesetzt, wenn die Strompreise auf dem Spotmarkt für mindestens sechs aufeinanderfolgende Stunden negativ sind. Dies bedeutet, dass Anlagenbetreiber*innen von EAG-Anlagen während dieser Zeiträume keine Marktprämie erhalten und gleichzeitig für die Einspeisung einzahlen, was ihre Einnahmen stark reduziert. 2024 kam es bereits in 188 Stunden zu einer solchen Aussetzung, insbesondere zu Zeiten hoher PV-Einspeisung. Dies entspricht einer Verdreifachung im Vergleich zu 2023.

Regulatorische und meldetechnischen Risiken: Änderungen in den gesetzlichen Rahmenbedingungen können die Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung beeinflussen. Zudem erfordert die Direktvermarktung die Erfüllung umfangreicher Meldepflichten, wie die korrekte Übermittlung von Erzeugungs- und Prognosedaten an Behörden und Netzbetreiber.

Nicht alle Anlagenbetreiber*innen haben die Kapazitäten, die Expertise und den notwendigen Börsenzugang ihren erzeugten Strom selbst zu vermarkten und beauftragen Dienstleister für die Vermarktung. Direktvermarkter übernehmen den Verkauf des erneuerbaren Stroms am Strommarkt und reichen Anlagenbetreiber*innen die Markterlöse unter Berücksichtigung einer Vermarktungsgebühr weiter.

Direktvermarkter sind in der Lage, die finanziellen Risiken zu managen und entsprechende Strategien zu entwickeln, um Anlagenbetreiber*innen vor den Auswirkungen von negativen Preisen, Prognoserisiken und Marktpreisschwankungen bestmöglich zu schützen. Hierfür kann es sogar notwendig sein, Erzeugungsanlagen aktiv abzuschalten, um das Stromnetz zu entlasten. Der Ausbau von Flexibilitäten, sowie Speicher- und Netzkapazitäten kann negativen Strompreisen und Abschaltungen entgegenwirken.

Die Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien in Österreich bietet zahlreiche Vorteile und Chancen, insbesondere im Rahmen der bestehenden Förderlandschaft. Durch das EAG-Marktprämienmodell und die flexible Vermarktung an der Strombörse können Anlagenbetreiber*innen attraktive Erlöse erzielen. Es ist jedoch wichtig, die Risiken zu berücksichtigen und geeignete Strategien zu entwickeln, um die Wirtschaftlichkeit der Direktvermarktung zu optimieren. Direktvermarkter wie die Wien Energie können hierbei unterstützen.